对蒸汽驱几个问题的探讨

方法利用数值模拟法，研究了影响蒸汽驱的主要油藏参数和操作参数，并阐明了蒸汽吞吐与蒸汽驱及蒸汽驱与水驱、聚合物驱的相互关系。目的为了选择合理的开发方式，保证蒸汽驱有效的运作，提高原油采收率。结果影响蒸汽驱开发效果的油藏参数是油层净厚度、原油粘度、含油饱和度、油层非均质性、净总厚度比及油藏埋深；对于适合蒸汽驱的油藏而言，只有在注汽速度床注比、蒸汽干度均高于其临界值时，才能取得好的开发效果；地层原油粘度在很大程度上决定了油藏的开发方式，只有当地层原油粘度大于30mPa·s时，蒸汽驱才能比水驱更经济有效。结论在注蒸汽前，应对油藏条件做出充分评估，同时满足蒸汽驱操作参数，通过不同的开发方式评价选取最佳的开发方式。     

水驱油藏转蒸汽驱提高采收率

通过对国内、外水驱油藏开发有关资料的广泛、深入调研，总结了水驱油藏的开发特点、剩余油的分布规律和原油性质变化的特征；阐述了“水驱＋蒸汽驱”的采油机理。根据典型数模结果，水驱油藏应尽早转入蒸汽驱，并提出了适于蒸汽驱的油藏条件及选择的注汽方式。转蒸汽驱的水驱油藏，油井含水率最好低于９０％，油层厚度应大于６．１ｍ，孔隙度大于３０％，渗透率在０．２μｍ２以上，剩余油饱和度大于４０％。在注入热量和注汽时间相同情况下，先注高干度蒸汽可提高开发速度和经济效益。所得结论对我国油田开发有一定的现实指导意义。     

杜239块吞吐后转蒸汽驱开发油藏工程研究

蒸汽驱开发是稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果、提高采收率的有效手段,并在齐40块中厚互层状油藏成功实施。与齐40块相比,杜239块油层厚度较大且油层组隔层条件较差,井间汽窜严重,因此如何合理划分开发层、设计注采井网,达到经济合理开发的目的是开发设计中的主要问题。本文系统分析了油藏汽驱设计中的主要矛盾,有针对性的优化设计了一套注汽井网二套采井网的注采系统,满足汽驱生产井排液量、采注比要求,预测其阶段采出程度20%,最终采收率61%,开发效果较好。     

注汽速度对蒸汽驱全系统热损失的影响

为探讨高速蒸汽驱开采效果优于低速蒸汽驱的原因，将地面、井筒和地层当作一个系统来考虑，首先计算了不同注汽速度下的地面热损失，并以得到的井口参数为基础计算了不同注汽速度下采用光油管或隔热油管注汽时的井筒热损失；然后计算了不同注汽速度下不同厚度油层的地层热损失，从而得到了蒸汽驱全系统热损失与注汽速度关系曲线。结果表明，注汽速度是影响蒸汽驱全系统热损失大小的主要原因：注汽速度小于４８ｍ＾３／ｄ，蒸汽驱全系     

浅薄层超稠油水平井蒸汽驱汽窜控制因素研究

针对排601北区水平井网转蒸汽驱后蒸汽突破导致油汽比低的现状,运用数值模拟方法,结合油藏动态分析手段,研究了全水平井井网蒸汽驱突破影响参数和汽窜通道形成控制因素,明确了水平井汽窜通道3种模式(侧峰型、双峰型、中间单峰型),制定了“立足高温、高液量、高含水”,“微汽窜采油、变速度注汽、间歇注汽试验、氮气泡沫调驱、井组封窜治理”等配套措施的调整方案。矿场试验表明：该调整方案有效改善了蒸汽驱试验井组蒸汽热利用率、蒸汽波及系数和驱油效率,调整前后月度油汽比由0.12增加至0.27,达到了全水平井井网蒸汽驱提质增效的目的,为该类油藏后续转蒸汽驱开发调控提供了技术支撑。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则

利用数值模拟方法研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响，给出了具体的量化指标范围。研究结果表明，对于普通稠油油藏，要达到较好的蒸汽驱开发效果，必须满足以下条件：①注汽速率大于等于1．6m^3／（d·hm^2·m），从而保持蒸汽带的不断扩展，并保持井底蒸汽干度；②井底蒸汽干度大于等于40％，反映蒸汽驱对单位注入流体热焙的要求；③油藏压力小于5．0MPa，最好为1．0～3．0MPa，保持较低的油藏压力可提高蒸汽波及体积；④蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比大于等于1．2，才能真正实现蒸汽驱。辽河油田齐40块蒸汽驱先导试验和扩大试验的方案设计、跟踪调整及评价表明，提出的有关量化指标已成为蒸汽驱方案设计、跟踪调整和评价的四项基本准则。图6表1参10     

水平井蒸汽驱影响因素及作用机理

胜利油田部分稠油油藏单元已进入水平井蒸汽驱开采阶段,但水平井蒸汽驱驱油机理尚未十分明确。通过建立水平井蒸汽驱高温高压二维比例物理模型,系统研究了稠油油藏驱油机理及注采参数对水平井蒸汽驱的影响。结果表明:水平井蒸汽驱驱油机理为"驱替为主,泄油为辅";油层压力、蒸汽干度和注汽强度是影响水平井蒸汽驱的3大要素,油层压力越低、井底蒸汽干度越高、注汽强度适中,水平井蒸汽驱蒸汽腔发育就更加充分,汽驱驱替效果最佳。     

CO_2辅助蒸汽吞吐开发效果实验研究

以蒸汽多轮次吞吐稠油油藏为研究对象,采用物理模拟与数值模拟方法,研究了CO_2-蒸汽混注方式对稠油油藏热采开发效果的改善。实验表明,CO_2在原油中具有较强的溶解能力,通过与蒸汽混注可以使原油物性特征发生较大变化,进一步改善稠油流动特征,蒸汽-CO_2驱方式的驱油效率较纯蒸汽驱提高了约12%,并且含水上升速度也更小。采用数值模拟手段开展了稠油油藏CO_2辅助蒸汽吞吐方式的单因素敏感性分析,结果表明,各参数中油层厚度与原油黏度对开发效果的影响较大,并分析了各注采参数的影响。最优的实施方案为注汽速度200 t/d,气汽比1∶1,蒸汽干度0.7,焖井时间5 d,排液速度140 t/d。     

冷43块s1+2油藏蒸汽驱注采参数优化研究

针对目前冷43块s1+2油藏采出程度高、油层压力水平低、开发效果逐渐变差等实际情况,立足于蒸汽驱提高产能研究.应用数值模拟方法对该块蒸汽驱的注入速度、注汽强度、注采比等参数进行了优化.研究结果表明,利用合理的注汽参数进行蒸汽驱能够有效提高油藏的开发水平.     

Logistic模型在稠油蒸汽驱开发中的应用

从应用数学基础出发,利用稠油油藏蒸汽驱开发的实际资料,将Logistic旋回模型引入蒸汽驱开发的动态分析中。通过数理统计分析,建立了适合稠油蒸汽驱开发特点的动态分析模型。它可用于表达采油速度与注汽速度之间的变化关系,确定稠油油藏的最佳汽速度、最佳采油速度和最佳油汽比。     

油藏压力对蒸汽驱开发效果的影响

方法利用数值模拟方法，研究蒸汽驱过程中，油藏压力对开发效果的影响。目的提高稠油油藏蒸汽驱开发效果。结果井口注汽于度相同的条件下，油藏压力越高，井底蒸汽干度越低；油藏压力过高（如大于8MPa），会使蒸汽驱效果明显变差，甚至导致蒸汽驱开发方案失败，一般成功的蒸汽驱油藏压力为1～5MPa。结论在注蒸汽过程中，注入压力直接影响井底蒸汽干度；为了在蒸汽驱过程中保持较低的油藏压力（1～5MPa），生产井必须排空，必要时可增力。生产井以保证采注比大于1．2。     

浅薄层特稠油过热蒸汽驱开发研究与试验——以楼资27井区为例

针对楼资27井区浅薄层特稠油油藏特点,开展了转过热蒸汽驱开发方式可行性研究.研究结果表明,楼资27井区浅薄层特稠油油藏适合进行过热蒸汽驱开发,较湿蒸汽驱提高采收率8.24个百分点,油汽比提高0.077.对浅薄层特稠油油藏过热蒸汽驱注采参数进行了优化,筛选出四个井组进行过热蒸汽驱试验,预测汽驱阶段采出程度26.28%,蒸...     

浅层稠油油藏蒸汽驱前期综合治理：以克拉玛依油田九1区油藏为例

为了扭转克拉玛依油田九１区齐古组稠油油藏汽驱初期出现的蒸汽在平面上和剖面上推进不均衡，部分井层被热水突破，采油速度下降到１．ｌ％，油汽比降至０．１２，开发指标持续下跌的局面，因井制宜地采取了控关、调汽间注、加深泵挂、吞吐引效、封堵等综合治理措施。经过治理采油水平回升了４８％，油汽比上升了９０％，采油速度提高了０．５％，汽驱见效井数增加了近６倍，投入产出比高达１：ｌ０．１，油藏汽驱开发取得较好效果。     

注汽速度对蒸汽驱开采效果的影响

在对前人有关注汽速度方面的室内研究工作进行了重新分析后，发现试验获得的最佳注汽速度均大于１２０ｔ／ｄ。国个３６个蒸汽驱现场试验结果统计规律表明，蒸汽驱油汽比不仅与地质参数有关，而且与注汽速度密切相关。１５个注汽速度小于１１０ｔ／ｄ的蒸汽驱现场试验有１０个是失败的（以油汽比为０．１５为标准），只有５个是成功的，另外２１个注汽速度大于１２０ｔ／ｄ的蒸汽驱现场试验都是成功的，并且是现出注汽速度愈大油汽经     

蒸汽驱油藏温度剖面监测技术研究

方法 根据杜６６块蒸汽驱油藏的地质构造和射孔生产井段，设计了耐高温高压热电偶束及地面直读仪表，在井下同时监测各油层的温度变化。目的 解决蒸汽驱采油工艺的油藏动态监测问题。结果 该项技术经地面试验检测后，在观６井进行了现场应用，其监测结果与根据井筒模型和生产参数计算的结果相符。结论 蒸汽驱油藏温度剖面监测技术解决了蒸汽驱开采过程中油藏动态的监测问题，热电偶束技术可实现各油层同时连续监测，与地面系统配     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。     

水平井蒸汽驱开采稠油数值模拟研究

方法利用数值模拟方法,研究了水平井蒸汽驱过程中注汽速度、蒸汽干度及水平注采井距对蒸汽驱效果的影响。目的提高水平井蒸汽驱开采稠油的开发效果。结果注汽速度越高,相同时间内采出程度越大;注汽速度对累积油汽比的影响在不同时期有不同的规律;根据模拟结果,计算了不同注汽速度下净产油量的净现值,确定出开发期内的最佳注汽速度,本油藏模拟期内的最佳注汽速度为１２７ｍ３／ｄ;蒸汽干度对蒸汽驱效果的影响受注汽速度制约,注汽速度较低时,蒸汽干度越高,开发效果越好,但注汽速度较高时,蒸汽干度过高,反而使开发效果变差;注采井距对蒸汽驱效果,特别是蒸汽突破时间影响显著,注采井距应大于水平段长度。结论水平井蒸汽驱开采稠油主要受注汽速度、蒸汽干度和注采井距的影响,只有合理选择上述参数,才能取得较好的开发效果